Законодательная база Российской Федерации

ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 N 58 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАЗВЕДКЕ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ"

7.1.1. Ввод фонтанной скважины в эксплуатацию на месторождениях с АВПД на МНГС должен осуществляться после утверждения акта о вводе скважины в эксплуатацию комиссией, назначенной приказом по предприятию. В работе комиссии принимают участие представители Госгортехнадзора России.

7.1.2. Освоение и ремонт скважин на МНГС должны проводиться по плану, разработанному в установленном предприятием порядке. В плане должны указываться порядок работ, меры безопасности, руководитель работ и ответственные исполнители.

7.1.3. Допускается одновременное бурение и эксплуатация скважин на МНГС при соблюдении следующих требований:

фонтанные скважины должны быть оборудованы внутрискважинными и устьевыми клапанами-отсекателями;

газлифтные скважины должны быть оборудованы устьевыми и линейными клапанами-отсекателями.

7.1.4. Схема и технические условия обвязки устья скважины должны быть утверждены руководителем предприятия и согласованы с территориальным органом Госгортехнадзора России.

7.1.5. Обслуживание добывающих скважин на МНГС должно осуществляться не менее чем двумя операторами.

7.2.1. Фонтанная скважина на кустовых МНГС должна быть оборудована внутрискважинным клапаном-отсекателем и фонтанной арматурой с задвижками-отсекателями с дистанционным управлением.

7.2.2. Станция управления внутрискважинными клапанами-отсекателями и устройство дистанционного управления задвижками фонтанной арматуры должны устанавливаться в отдельном помещении вне взрывоопасной зоны.

7.2.3. Работоспособность внутрискважинных клапанов-отсекателей и задвижек-отсекателей должна проверяться по графику в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного оборудования.

7.2.4. В фонтанирующих скважинах должен проводиться мониторинг давления в трубном и затрубном пространстве.

7.2.5. Не допускается эксплуатация скважин с давлением в межколонном пространстве.

7.2.6. Трубопроводы от устья скважин до технологических установок должны быть проложены в один ярус и рассчитаны на полуторакратное рабочее давление. На трубопроводе в начале и конце краской должны быть нанесены номер скважины и направление потока.

7.2.7. Продувка и разрядка скважин, трубопроводов, сепараторов и т.п. должны проводиться через блок продувки и разрядки.

7.2.8. Расположение трубопроводов для транспортировки топлива указывается в техническом проекте.

7.2.9. При пересечении трубопроводов с газом, ЛВЖ, ГЖ с трубопроводами негорючих веществ последние должны располагаться снизу.

7.2.10. При выполнении сложных работ, связанных с возможностью выброса нефти и газа, у МНГС должно дежурить пожарное и аварийно-спасательное судно.

7.2.11. Стояки выкидных и воздушных линий должны прикрепляться к металлоконструкциям платформы хомутами. Воздушные и выкидные линии должны проходить так, чтобы не пересекать мостков, рабочих площадок и других переходов.

7.2.12. Подготовка к ремонту и ремонт эксплуатационных стояков должны проводиться по плану, согласованному в установленном порядке и утвержденному предприятием, эксплуатирующим МНГС.

7.3.1.1. Объекты сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа должны быть оснащены:

сигнализаторами контроля взрывоопасной концентрации газа;

датчиками пожарной сигнализации;

системой автоматического контроля за положением уровня жидкости и давлением в сепараторах, отстойниках и резервуарах;

системой линейных отсекающих устройств или другой автоматизированной запорной арматурой с автономным и дистанционным управлением.

При возникновении на объектах сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа аварийных ситуаций технологические процессы должны быть немедленно остановлены.

7.3.1.2. Закрытые помещения объектов добычи, сбора и подготовки нефти и газа (скважины, пункты замера, сбора и подготовки, компрессорные станции) должны иметь рабочую и аварийную вентиляцию с выводом показателей основных технологических параметров и показаний состояния воздушной среды на объекте на центральный диспетчерский пульт.

7.3.1.3. Объекты управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и обратную связь с диспетчерским пунктом.

7.3.1.4. Каждый управляемый с диспетчерского пульта объект должен иметь систему блокировки и ручное управление непосредственно на объекте.

7.3.1.5. Сбросы с предохранительных клапанов на технологическом оборудовании, а также из коммуникаций должны быть направлены в емкость (каплеотбойник), а газ - на факел.

7.3.1.6. Продувка, разрядка и прокачка коммуникаций и скважин должны осуществляться через блок продувки с последующей откачкой жидкости насосами. Газ продувки должен направляться в газоотвод.

7.3.2.1. Допускается на МНГС осуществлять сепарацию газа от жидкости, замер дебита скважин, насосную откачку газонасыщенной жидкости, дозирование в поток газа жидкости и химических реагентов, осуществлять термохимическую деэмульсацию нефти и газового конденсата, осушку газа от влаги.

7.3.2.2. На морских нефтегазосборных пунктах объекты групповых установок комплексной подготовки газа, технологический процесс в которых связан с применением огня, должны располагаться на максимально возможном удалении (не менее 15 м) от аппаратов, содержащих газ, ЛВЖ, ГЖ, а также от добывающих и бурящихся скважин.

7.3.2.3. Парки товарных резервуаров на морских нефтегазопромысловых сооружениях должны, как правило, размещаться на специальных МНГС в соответствии с проектом обустройства морского нефтегазового месторождения. Допускается хранение нефти на плавучих нефтяных хранилищах (ПНХ) и определенный объем нефти на нефтедобывающих МНГС, если принимаемые решения обеспечивают безопасность и согласованы с Госгортехнадзором России.

7.3.2.4. Обвязка резервуаров в резервуарном парке должна обеспечивать в случае аварии с резервуаром возможность перекачки продукта из одного резервуара в другой.

7.3.2.5. Настил мостков и основания МНГС под пункты сбора и хранения нефти и газа должен быть изготовлен из негорючих материалов.

7.3.2.6. Обслуживающий персонал МНГС или центрального пункта сбора нефти должен знать схему расположения технологических трубопроводов и назначение задвижек, чтобы в процессе эксплуатации или при аварийной ситуации быстро и безошибочно проводить необходимые переключения.

7.3.3.1. Для повышенной надежности транспортировки продукции скважин с кустовой МНГС на технологическую платформу или центральный пункт сбора и хранения нефти и газа должна быть проложена резервная линия. Резервная линия должна находиться в рабочем состоянии (загруженный резерв).

Необходимость прокладки резервной линии должна быть предусмотрена проектом обустройства месторождения.

7.3.3.2. В начале и конце подводного трубопровода для транспортировки нефти и газа должны быть установлены автоматические запорные устройства для отключения его при аварийных ситуациях.

7.3.3.3. Подводный трубопровод для транспортировки нефти и газа должен быть опрессован на давление, установленное проектом.

7.3.3.4. Перед пуском насоса, расположенного в помещении, и заполнением его нефтью должна быть включена вытяжная вентиляция. Не разрешается пуск насоса в работу при неисправной или выключенной вентиляции.

7.3.3.5. Продувочный кран насоса для перекачки нефти должен быть оборудован трубкой для сброса нефти в сборную емкость.

7.3.3.6. Электропривод насоса, перекачивающего нефть, должен иметь дистанционное отключение и взрывозащищенное исполнение.

7.3.4.1. Нефтеналивное судно, пришвартованное к причалу морского нефтесборного пункта, должно быть осмотрено на предмет пожарной безопасности представителями причального хозяйства и пожарной охраны для определения возможности налива нефти.

7.3.4.2. Шланги, соединяющие судовой трубопровод со сливоналивными устройствами причалов, должны иметь длину, обеспечивающую возможность перемещения судна у причала.

Шланги должны поддерживаться при помощи мягких стропов или деревянных подставок. Подвеска и крепление судовых шлангов должны быть надежными.

7.3.4.3. Перед наливом должна быть проверена правильность открытия всех переключающихся вентилей, задвижек, а также исправность всех сливоналивных устройств, плотность соединений шлангов или телескопических труб. Обнаруженная на наливных устройствах течь должна быть немедленно устранена.

7.3.4.4. Обслуживающий персонал причала и нефтеналивного судна обязан вести постоянное наблюдение за ходом работ по наливу и состоянием оборудования. В случае образования течи нефти ее необходимо немедленно устранить. При невозможности устранить течь операция по наливу нефти должна быть приостановлена до устранения неисправности.

7.3.4.5. Запрещаются во время стоянки нефтеналивного судна у причала подход к нему и швартовка судов и иных плавсредств, не связанных с операциями по наливу нефти.

7.3.4.6. Запрещается выкачивать подтоварную воду или нефтепродукты из нефтеналивных судов на акватории.

7.3.4.7. Запрещается налив при грозовых разрядах.

7.3.4.8. Запрещается отогревание замерзших трубопроводов открытым огнем. При необходимости причал должен быть оборудован паровыми стояками.

7.3.4.9. При необходимости аварийного ремонта нефтеналивного судна операции по сливу и наливу должны быть прекращены и судно отведено от причала на безопасное расстояние.

7.3.4.10. При использовании плавучих нефтехранилищ (ПНХ) и одноякорных причалов (ОЯП) должны применяться меры безопасности, которые определяются на основании действующих законодательных актов и нормативно-технических документов. Использование ПНХ и ОЯП должно быть подтверждено технико-экономическим обоснованием обустройства месторождения и согласовано с государственными надзорными органами в установленном порядке.